大秦铁路接触网故障测距失效案例分析及改进方案探讨

柴 峰

0 引言

大秦铁路是我国西煤东送的主要运输通道，是一条极为重要的重载铁路线，西起大同市小站，东至秦皇岛市柳村，线路长643.435运营公里，为双线电气化铁路，采用AT供电方式，接触网2 411条公里，年煤炭运量达到4.5亿吨以上。随着运量逐年增加，大功率和谐型电力机车投入使用，牵引负荷越来越重，对牵引供电设备的能力要求也越来越高。大秦铁路牵引供电设备发生故障时，如何快速进行故障点定位和恢复正常供电，是需要研究的重要课题。

1 接触网故障测距方式

大秦铁路牵引供电直采用AT供电方式，每个供电臂末端通过分区所上下行并联，区间AT所上下行不并联。大秦线正线故障测距采用复线上下行电流比测距，直接供电采用单位电抗法测距方式。

1.1 复线上下行电流比测距

AT供电方式上下行电流比故障测距采用独立故标装置，线路末端的分区所上下行闭环（并联）运行，如图1所示，其计算式如下：

图1 复线上下行电流比测距示意图

其中：L为故障点距变电所距离；I1为上行馈线T线电流与F线电流向量差，I2为下行馈线T线电流与F线电流向量差，I1=It1-If1，I2=It2-If2（It1、It2、If1、If2为上下行馈线T线电流、F线电流），电流角度相同时相减，电流角度相反时相加；D为供电臂长度（变电所至分区所距离）。

大秦铁路正线为复线AT供电方式，故障测距全部采用复线上下行电流比方式。经过多年的使用和逐步校准，大秦铁路在正常运行方式下，牵引变电所馈线跳闸故标误差基本控制在500 m以内，为接触网故障查询和处理提供了强有力的支撑。

1.2 单位电抗法测距

大秦线部分变电所、开闭所为直接供电，采用单位电抗法测距，其测距式：L=X/X0。其中：L为故障点距变电所（开闭所）距离；X为故障跳闸电抗值；X0为接触网线路单位电抗值。

单位电抗法一般只用于直接供电方式的故障测距，AT供电方式牵引网阻抗与距离呈非线性关系，使用单位电抗法测距可能产生较大误差。

2 接触网故障测距失效案例

2.1 测距失效案例一

2023年5月5日11：26：45，供电调度通过远动操作迁安北变电所—土山村分区所上行送电，合211断路器时，距离二段后加速保护动作跳闸，送电失败。

跳闸数据：电阻R= 2.77 Ω，电抗X= 8.7 Ω，电压U= 16.7 kV，馈线电流I= 3 648.9 A，T线电流It= 1 830.7 A，F线电流If= 1 819 A，2次谐波电流I2= 27.2 A，3次谐波电流I3= 6.2 A，阻抗角φ= 72.3°。土山村方向故标数据：故障点距变电所距离L= 0.03 km，公里标S= 554.2 km。

同时土山村分区所241断路器距离一段保护动作跳闸。

2023年5月5日11：26：54，供电调度通过远动操作迁安北变电所—土山村分区所下行送电，合212断路器时距离一段保护动作跳闸。

跳闸数据：电阻R= 1.32 Ω，电抗X= 4.58 Ω，电压U= 11.98 kV，馈线电流I= 5 034.9 A，T线电流It= 2 518.2 A，F线电流If= 2 516.6 A，2次谐波电流I2= 0.7 A，3次谐波电流I3= 3.1 A，阻抗角φ= 73.8°。土山村方向故标数据：故障距变电所距离L= 0.03 km，公里标S= 554.16 km。

电调远动操作送电时迁安北变电所—土山村分区所上行、下行馈线断路器分别跳闸，送电失败。

本次跳闸实际故障点位于迁安北—土山村供电臂下行560.387 km处，故障点距变电所6.256 km，而跳闸时故标指示故障点距变电所只有0.03 km，故标指示值与实际故障点相差过大，测距失效，导致故障定位查找用时过长，延长了故障影响时间。

2.2 测距失效案例二

2023年7月4日5：53：31，天窗结束后供电调度通过远动操作迁安北变电所—罗家屯分区所上行送电，合213断路器时，距离一段保护动作跳闸，送电失败。

跳闸数据：电阻R= 2.39 Ω，电抗X= 4.74 Ω，电压U= 12.59 kV，馈线电流I= 4 738.6 A，T线电流It= 2 370.4 A，F线电流If= 2 368.9 A，2次谐波电流I2= 29.5 A，3次谐波电流I3= 37.5 A，阻抗角φ= 63°。罗家屯方向故标数据：故障点距变电所距离L= 0.03 km，公里标S= 554.1 km。

2023年7月4日5：53：40，供电调度通过远动操作迁安北变电所—罗家屯分区所下行送电，合214断路器时，距离二段加速保护动作跳闸，送电失败。

变电所跳闸数据：电阻R= 4.87 Ω，电抗X=11.8 Ω，电压U= 18.63 kV，馈线电流I= 2 921 A，T线电流It= 1 459.7 A，F线电流If= 1 462 A，2次谐波电流I2= 108.8 A，3次谐波电流I3= 89.4 A，阻抗角φ= 67.5°。

罗家屯方向故标数据：故障点距变电所距离L= 0.03 km，公里标S= 554.1 km。

同时罗家屯分区所242断路器（迁安北—罗家屯上下行并联）距离一段保护动作跳闸。

本次跳闸实际故障点位于迁安北—罗家屯供电臂上行544.588 km处，故障点距变电所9.543 km，而跳闸时故标指示故障点距变电所只有0.03 km，故标误差过大，测距失效，导致故障点查询定位超过2 h，延长了故障影响时间。

3 测距失效原因分析

上述2起接触网故障测距失效案例均发生在馈线送电时。大秦线正线接触网故障测距采用上下行电流比法，该测距方法适用于供电臂末端上下行并联的运行方式，不需要专用的故标通信通道收集子站数据，通过测量主站变电所馈线上行和下行的T线电流和F线电流（It1、If1、It2、If2）计算故障点与变电所之间的距离，缺少任何一个电流数据均会导致测距计算错误。

以2023年7月4日迁安北变电所跳闸为例，迁安北变电所送电合上行馈线213断路器时，罗家屯分区所供电臂末端上下行并联，分区所242断路器在合位，下行馈线214断路器还未送电，跳闸测距数据中只有上行T线和F线电流，不包括下行T线和F线故障电流，不符合上下行电流比测距计算原理，造成上行馈线跳闸故标计算错误。

下行馈线214断路器送电时，罗家屯分区所供电臂末端上下行并联242断路器已经跳开，上行馈线213断路器也已经跳开，测距数据中不包括上行T线和F线故障电流，不符合上下行电流比测距原理，造成下行馈线跳闸故标计算错误。

AT供电方式复线上下行电流比测距原理适用于供电臂末端上下行并联的运行方式下，此时故障跳闸时故标计算值才正确有效。大秦线迁安北变电所上述两次跳闸均是上行和下行馈线断路器在分位的情况下送电到故障线路时发生，运行工况不满足上下行电流比故标计算原理，计算结果必然有误，导致故障测距失效。

4 防止测距失效的措施

4.1 单位电抗法辅助校核

大秦线变电所故标装置不具备自适应功能，故标定值配置中只能固定地选择一种测距方式，即选择“上下行电流比”测距投入，不能同时投入其他测距方式。故标装置不能根据变电所馈线运行方式变化而自动转入其他测距方式。当测距失败故标数据失效时，需要人工根据跳闸数据采用单位电抗法或其他方法进行手动估算。

采用单位电抗法核算故障距离时，在已知接触网线路单位电抗值X0的前提下，可根据测距原理L=X/X0，通过跳闸报告中的电抗值X，测算出故障点距变电所的距离L。电抗法计算的准确性取决于故障线路单位电抗取值的准确性[1]，由于大秦线AT供电方式在变电所、AT所和分区所都有自耦变压器接入，牵引网阻抗与距离呈非线性关系，受自耦变压器的影响其电抗曲线为马鞍形状，故障区间各段线路单位电抗不一致，与直供方式下线性单位电抗曲线相差较大，如图2所示。

图2 单位电抗曲线示意图

当牵引网故障，故障线路中投入和未投入自耦变压器时，线路单位电抗存在较大差异，简单地通过单位电抗法计算式和大秦线设计给定的参考单位电抗值0.3 Ω/km计算，必然产生较大误差。

为了解决大秦线上下行电流比测距失效时，用单位电抗法核算故障距离误差大的问题，首先排除AT变对电抗法计算的影响，根据2023年7月4日迁安北变电所上行（213）馈线将正馈线解列后AT所和分区所的自耦变压器全部退出后试送电的数据进行核算：

对迁安北变电所—罗家屯分区所上行213断路器不同工况下4次跳闸数据统计（表1），接触线无加强线、供电线为双支钢芯铝绞线300 mm2。

表1 7月4日迁安北—罗家屯F线解列后跳闸数据

用跳闸数据核算接触网单位电抗，计算式：单位电抗 = (故障点电抗 - 供电线电抗) / [2×(实际故障距离 - 供电线长度)]。计算结果见表2。

表2 核算接触网单位电抗数据

供电臂正馈线解列后，AT所和分区所自耦变压器退出情况下演算单位电抗：

迁安变电所—罗家屯分区所上行线在变电所自耦变压器投入、AT所和分区所自耦变压器退出的工况下得出接触网平均单位电抗为(0.373 +0.367 + 0.39)/3 Ω/km = 0.377 Ω/km。

迁安变电所—罗家屯分区所上行线在变电所、AT所和分区所自耦变压器全部退出的工况下得出接触网平均单位电抗为0.395 Ω/km。可见AT变投入对单位电抗的取值产生影响。

根据上述演算结果，可以类推对大秦线全部接触网正线核算出单位电抗值，按区间、站场分别核算。当正馈线未退出运行时，以设计给定的单位电抗值作为参考；正馈线及自耦变压器退出运行时，以核定的单位电抗值进行核算。该方法可以作为上下行电流比测距失效时的参考方法，能够快速计算出故障大概范围，缩短故障查找和处理的时间。

鉴于线路条件和故障情况的不同，在正馈线解列的情况下，对于阻抗角在65°～75°范围的金属性接地短路故障，根据供电线、站场、区间的单位电抗值不同，采用分段电抗法计算结果会比较接近实际值。实际应用过程中，应指导现场适当扩大巡视范围，并不断积累各供电臂跳闸的故标数据，逐步校正完善电抗法测距适用于AT供电臂的准确性。

4.2 单位电抗法核算实例验证

2023年7月10日16：51：27，迁曹线聂庄变电所214断路器距离一段保护动作跳闸。跳闸数据：R= 2.03 Ω，X= 2.65 Ω，变电所公里标30 km + 375 m。214断路器跳闸后，退出正馈线试送电至故障点，变电所无自耦变压器，分区所和AT所自耦变压器全部退出，分区所开环，正馈线解列，改为直供方式运行。

由于迁曹线和大秦线供电方式相同，接触网参数相近，接触线单位电抗值以迁安北上行馈线跳闸核算出的0.395 Ω/km为依据，计算得出故障点距变电所的距离：2.65/0.395 km = 6.7 km。以此计算出故障点公里标：30.375 km - 6.7 km = 23.68 km。计算故障点位于23 km + 680 m处，实际故障点位于24 km + 16 m处，误差480 m，人工计算故障距离结果较为接近实际故障点。

4.3 其他辅助措施

牵引变电所跳闸后，应有序组织查找和处理。根据故障时的环境情况进行综合分析，考虑大雾、大雪、雷雨、大风等不同天气因素，并结合供电臂内树木、彩钢瓦等异物信息，初步判断故障可能发生的区段。

在使用电抗法核算故标时，对长大供电线、长大站场的单位电抗应进行单独核算，进行分段整定计算，以提高整个供电臂计算的准确性[2]。在每一次故障跳闸后，应将跳闸数据与历史跳闸数据进行分析对比，逐步完善故障数据信息，通过积累，达到通过跳闸报文数据就可以初步判断故障类型和大概位置的能力。

5 结语

实践证明，对大秦线牵引供电系统接触网正线各区段不同运行工况下的单位电抗进行核算，形成基础数据库，在大秦线接触网上下行电流比测距方式失效的情况下，采用单位电抗法对故障距离进行人工核算，核算结果可以作为故障点定位的辅助依据。通过不断积累各供电臂跳闸数据，逐步校正完善电抗法测距的准确性，特殊情况下能够较为准确地定位故障点，有效缩短故障延时，对提高牵引供电系统运行可靠性，保证大秦线运输畅通具有较好的应用效果。